从补贴到市场：虚拟电厂盈利之路的机遇与挑战

一、盈利转型：从 “固定补贴” 到 “市场获利” 的核、心变化

1. 政策激励型模式（过渡阶段）：以上海、安徽为例，虚拟电厂主要参与需求响应、调峰辅助服务，盈利仍以固定补贴为主。以上海为例，度电补贴标准明确，收益可预测性强，但市场规模有限，难以支撑长期规模化盈利，可适用于现货市场未成熟地区。

2. 市场主导型模式（成熟阶段）：在山西、山东等现货市场正式运行的省份，虚拟电厂常态化参与电能量市场、辅助服务市场，通过 “批零价差套利”“跨区域调度获利”“现货市场实时交易” 等方式盈利。以山东为例，虚拟电厂可通过预测用电负荷波动，在电价低谷时段购电、高峰时段售电，单项目年化收益率较补贴时代提升 30% 以上，但收益受电价波动影响大，无保底收益，对交易策略要求极高。

3. 过渡型模式（衔接阶段）：江苏、浙江等省份采用 “市场优先 + 紧急兜底” 机制，日常通过市场化交易获利，需求响应紧急时可触发政、府补贴兜底。这类模式既保证了基础收益，又引导企业适应市场规则，目前已成为多数省份的过渡选择。

二、核、心机遇：市场化打开多元价值空间

1. 现货市场创造套利空间：全国 7 个省级现货市场（广东、山东、山西等）已正式运行，2025 年底前将实现省级全覆盖。现货市场电价随供需实时波动，为虚拟电厂提供了 “低买高卖” 的套利机会。以广东为例，夏季尖峰时段电价可达低谷时段的 4 倍，聚合 10 万千瓦可调负荷的虚拟电厂，单次高峰售电即可实现超 50 万元收益。

2. 分布式电源聚合成为新增长点：根据《关于深化新能源上网电价市场化改、革的通知》，新能源项目需全部进入电力市场，而分布式电源（如户用光伏、小储能）因单体规模小、议价能力弱，需通过虚拟电厂聚合参与交易。目前，山东、河北等地虚拟电厂已聚合超 100 万户分布式电源，通过规模化交易提升整体收益，这一领域预计 2026 年将贡献行业 30% 的利润。

3. 多市场参与拓展盈利维度：虚拟电厂可同时参与电能量市场、辅助服务市场、需求响应市场，形成 “一源多赚” 模式。例如，某虚拟电厂在山西既通过现货市场交易获利，又提供调频辅助服务，还参与削峰需求响应，综合收益率较单一市场参与提升 50% 以上。

三、关键挑战：市场化运营的四大考验

1. 市场博弈能力要求升级：告别固定补贴后，收益波动性明显增加。以江苏为例，2025 年上半年现货市场电价较大单日波动达 0.8 元 /kWh，部分缺乏交易策略的虚拟电厂出现月度亏损，行业开始呈现 “强者恒强” 的分化趋势。

2. 技术适配难度提升：市场化运营需应对高频次交易、多节点调度需求，AI、区块链等技术成为重要支撑。例如，负荷预测精度需从 90% 提升至 95% 以上，否则将导致交易决策失误；跨节点虚拟机组调度需依托区块链实现数据实时共享，目前在华某、国某南瑞等头部企业具备成熟技术方案，中小企业面临技术投入压力。

3. 资源聚合能力竞争加剧：行业竞争已从 “资源数量争夺” 转向 “资源质量比拼”，地理位置、调节速度、负荷稳定性成为关键。例如，广东优先选择工业园区、数据中心等可调负荷，因其响应速度快（≤15 分钟）、负荷波动小，这类优异质量资源已成为企业争夺焦点，资源获取成本较 2024 年上涨 20%。

4. 成本分摊机制尚不统一：不同省份成本分摊模式差异大，如云南由市场化用户按用电量分摊，山东则由全省工商业用户承担，导致跨区域运营的虚拟电厂成本核算复杂，增加了运营难度。

四、未来展望：头部指引 + 技术驱动的行业格局

1. 市场格局将趋向集中：短期内，能源央企（如国网信通、南网能源）、第三方聚合商（如特锐德）、科技企业（如华为）将凭借资源、技术优势抢占市场，预计 2027 年行业 CR5（头部 5 家企业市场份额）将突破 60%，中小企业或向细分领域（如分布式电源聚合、区域需求响应）转型。

2. 技术融合催生新形态：AI 与能源管理系统的深度结合，将实现 “预测 - 交易 - 调度” 全流程自动化；区块链技术将解决跨区域数据信任问题，推动全国范围内的资源优化配置，未来 3-5 年，“智能决策 + 跨网调度” 将成为虚拟电厂的核、心竞争力。

3. 盈利模式更趋多元：随着全国统一电力市场完善，虚拟电厂将逐步参与跨省现货交易、绿电交易等新领域，同时探索 “虚拟电厂 + 微电网”“虚拟电厂 + 储能” 的融合模式，打开长期增长空间。预计 2028 年，市场化交易将贡献行业 80% 以上的利润，成为能源领域新的增长极。